Cláudio Alves Brito
Otimização do Fluxo de Potência
em Redes de BT com Sistemas PV
e Armazenamento
Dissertação submetida como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores – Ramo das Energias Renováveis e Sistemas de Potência, realizada sob a orientação do Professor José Luís Estrelo Gomes de Sousa e co-orientação do Professor Victor Manuel de Carvalho Fernão Pires
Júri
Presidente: Prof. Doutor José Henrique Querido Maia, Escola Superior de Tecnologia de Setúbal, Instituto Politécnico de Setúbal
Orientador: Prof. Doutor José Luís Estrelo Gomes de Sousa, Escola Superior de Tecnologia de Setúbal, Instituto Politécnico de Setúbal
Vogal: Prof.ª Doutora Dulce Helena Pereira Costa, Escola Superior de Tecnologia de Setúbal, Instituto Politécnico de Setúbal
iii
Agradecimentos
Gostaria de começar por agradecer ao Professor Doutor Victor Fernão Pires e ao
Professor Doutor José Luís Sousa pela orientação do presente trabalho, dedicação, apoio
e constante incentivo.
À minha família por me apoiar em todos os momentos e pelo imenso carinho e
confiança que me transmitiram. A eles, dedico o meu trabalho.
À minha querida amiga Sílvia Antunes pela disponibilidade e esclarecimentos prestados
sempre que solicitei a sua ajuda.
Aos meus colegas e amigos que me apoiaram e que estiveram sempre presentes tanto
v
Resumo
O número de sistemas fotovoltaicos nas redes de baixa tensão tem vindo a aumentar nos
últimos anos. Para além de produzir energia de uma forma limpa, é uma tecnologia que
requer pouca manutenção e que é muito útil nos locais mais remotos e de difícil acesso.
No entanto, o crescimento do número destes sistemas traz problemas ao nível da rede
nomeadamente aumentos de tensão acima do limite definido e trânsito de potências
bidirecionais. Normalmente, estes sistemas estão ligados à rede com o objetivo de
injetar a máxima potência gerada. No entanto, estes sistemas podem também fornecer
serviços auxiliares que permitem regular a tensão e equilibrar as fases na rede. O
armazenamento de eletricidade tem vindo a emergir como um meio para melhorar a
qualidade da rede elétrica e para facilitar a integração de fontes de energia renovável de
pequena escala nas redes de baixa tensão. Neste contexto, a presente dissertação
apresenta o estudo do impacto dos sistemas fotovoltaicos com e sem armazenamento
com serviços auxiliares na rede elétrica. Neste trabalho é proposto a injeção de potência
ativa e reativa de forma equilibrada ou desequilibrada de modo a equilibrar a rede e a
regular a tensão. O uso de armazenamento para redução das perdas também é proposto.
vii
Abstract
The number of photovoltaic systems in low voltage grids has been increasing in recent
years. Apart from the fact that these systems produce energy in a clean way, they
require little maintenance and they are very useful in remote locations and with difficult
access. However, the increase of the number of these systems brings problems to the
grid, specially voltage increases above the threshold set and bidirectional power traffic.
Typically, these systems are connected to the grid in order to inject the maximum power
generated. However, these systems can also provide ancillary services that allow
voltage regulation and phase balancing. The storage has been emerging as a mean to
improve the quality of the grid and to facilitate the integration of small scale renewable
energy resources in low voltage networks. In this context, this dissertation presents the
study of the impact of photovoltaic systems with and without storage with ancillary
services. In this work it’s proposed the injection of active and reactive power in order to balance the network and adjust voltage. The use of storage for reduction of losses is also
proposed.
ix
Índice
Agradecimentos ... iii
Resumo ... v
Abstract ... vii
Índice ... ix
Lista de Figuras ... xiii
Lista de Tabelas ... xix
Abreviaturas e Símbolos ... xxi
Capítulo 1 ... 1
1. Introdução ... 1
1.1. Motivação e Objetivos ... 2
1.2. Organização da Dissertação ... 3
Capítulo 2 ... 5
2. Contextualização ... 5
2.1. Introdução... 5
2.2. Evolução das Energias Renováveis em Portugal ... 5
2.2.1. Energia Fotovoltaica ... 7
2.3. Armazenamento ... 10
2.4. Redes Inteligentes e Serviços Auxiliares ... 11
2.4.1. Geração Descentralizada ... 11
2.4.2. Importância das redes inteligentes ... 13
2.4.3. Serviços Auxiliares ... 14
x
3. Estratégias para a Integração de Sistemas PV e Armazenamento com Suporte de
Serviços Auxiliares ... 17
3.1. Introdução... 17
3.2. Integração de Sistemas PV e Armazenamento com Suporte de Serviços Auxiliares ... 18
3.3. Algoritmo para análise do trânsito de potências ... 21
3.4. Algoritmo para compensação do desequilíbrio das fases... 26
3.5. Algoritmo para compensação da potência reativa ... 30
3.6. Diagramas dos Consumidores ... 35
3.6.1. Diagramas de Carga ... 35
3.6.2. Diagramas de Produção ... 36
3.7. Algoritmo para carga/descarga da bateria ... 37
3.7.1. Sem previsão de carga/descarga da bateria ... 37
3.7.2. Com previsão de carga/descarga da bateria ... 41
3.8. Diagrama de Rede ... 50
Capítulo 4 ... 51
4. Caso de Estudo ... 51
4.1. Introdução... 51
4.2. Rede em estudo ... 51
4.3. Caracterização dos Consumidores ... 52
4.3.1. Diagramas de Carga ... 52
xi
4.4. Cenários da rede sem armazenamento ... 55
4.4.1. Cenário 0: Sem produção fotovoltaica ... 56
4.4.2. Cenário 1: Sem compensação do desequilíbrio das fases e da potência
reativa 60
4.4.3. Cenário 2: Com compensação do desequilíbrio das fases e sem
compensação da potência reativa ... 64
4.4.4. Cenário 3: Com compensação do desequilíbrio das fases e da potência
reativa 68
4.5. Cenários da rede com armazenamento de energia e sem previsão de
carga/descarga da bateria ... 71
4.5.1. Cenário 4: Sem compensação do desequilíbrio das fases e da potência
reativa 71
4.5.2. Cenário 5: Com compensação do desequilíbrio das fases e sem
compensação da potência reativa ... 77
4.5.3. Cenário 6: Com compensação do desequilíbrio das fases e da potência
reativa 80
4.6. Cenários da rede com armazenamento de energia e com previsão de
carga/descarga da bateria ... 83
4.6.1. Cenário 7: Sem compensação do desequilíbrio das fases e potência
reativa 83
4.6.2. Cenário 8: Com compensação do desequilíbrio das fases e sem
compensação da potência reativa ... 88
4.6.3. Cenário 9: Com compensação do desequilíbrio das fases e da potência
reativa 92
xii
Capítulo 5 ... 97
5. Conclusões ... 97
5.1. Conclusões Finais ... 97
5.2. Trabalhos Futuros ... 98
Bibliografia ... 99
Anexos ... A
Anexo A - Impedâncias das linhas da rede ... A
xiii
Lista de Figuras
Figura 2.1 - Contributo das Fontes de Energia Renovável, FER, no consumo final bruto de energia [4] _________________________________________________________ 6 Figura 2.2 - Potência Instalada Renovável [4] ________________________________ 7 Figura 2.3 - Potencial para Produção Fotovoltaica na Europa [5] _________________ 8 Figura 2.4 - Esquema tipo de uma unidade de produção em autoconsumo [8] ______ 9 Figura 2.5 - Diagrama de Consumo e Produção [8] ___________________________ 10 Figura 2.6 - Tensão ao longo da rede [12] __________________________________ 13 Figura 3.1 - Sistema Fotovoltaico com armazenamento e com inversor de quatro braços ___________________________________________________________________ 19 Figura 3.2 - Esquema de uma rede entre dois barramentos ____________________ 22 Figura 3.3 - Esquema de um barramento ___________________________________ 22 Figura 3.4 - Fluxograma do algoritmo para o cálculo do trânsito de potências _____ 25 Figura 3.5 - Fluxograma do algoritmo para a compensação do desequilíbrio das fases 29 Figura 3.6 - Fluxograma do algoritmo para compensação da potência reativa _____ 34 Figura 3.7 - Esquema do sistema fotovoltaico implementado ___________________ 35 Figura 3.8 - Fluxograma do Processo de carga e descarga da bateria sem previsão _ 40 Figura 3.9 - Diagramas de Consumo e de Produção __________________________ 42 Figura 3.10 - Estado de Carga do sistema de armazenamento sem previsão de
carga/descarga _______________________________________________________ 42 Figura 3.11 - Potência do consumidor (visto do lado da rede) com sistema de
armazenamento sem previsão de carga/descarga ___________________________ 43 Figura 3.12 - Estado de Carga do sistema de armazenamento com previsão de
carga/descarga _______________________________________________________ 43 Figura 3.13 - Potência do consumidor (visto do lado da rede) com sistema de
armazenamento com previsão de carga/descarga ___________________________ 44 Figura 3.14 - Estado de Carga do sistema de armazenamento sem previsão de
carga/descarga _______________________________________________________ 45 Figura 3.15 - Estado de Carga do sistema de armazenamento com previsão de
xiv
Figura 3.16 - Diagramas de carga e produção com representação dos instantes t1 e t2 ___________________________________________________________________ 46 Figura 3.17 - Esquema do Processo de carga e descarga com previsão ___________ 49 Figura 4.1 - Esquema da rede em estudo ___________________________________ 52 Figura 4.2 - Diagramas de Carga de diferentes classes ________________________ 53 Figura 4.3 - Diagrama de consumo da rede ao longo do ano ___________________ 53 Figura 4.4 - Diagrama de Produção de um consumidor em janeiro_______________ 54 Figura 4.5 - Diagrama de produção da rede ao longo do ano ___________________ 55 Figura 4.6 - Diagramas do Consumidor C1 para o cenário 0 para o dia de maior
radiação ____________________________________________________________ 56 Figura 4.7 - Diagramas do Consumidor C1 para o cenário 0 para o dia de menor
radiação ____________________________________________________________ 56 Figura 4.8 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 57 Figura 4.9 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 57 Figura 4.10 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 58 Figura 4.11 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 58 Figura 4.12 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 1, 2 e 3 para o dia de maior radiação _______________________________________________________ 60 Figura 4.13 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 1, 2 e 3 para o dia de menor radiação ______________________________________________________ 61 Figura 4.14 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 61 Figura 4.15 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
xv
Figura 4.18 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 65 Figura 4.19 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 65 Figura 4.20 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 66 Figura 4.21 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 66 Figura 4.22 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 68 Figura 4.23 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 68 Figura 4.24 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 69 Figura 4.25 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 69 Figura 4.26 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 4, 5 e 6 para o dia de maior radiação _______________________________________________________ 71 Figura 4.27 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 4, 5 e 6 para o dia de menor radiação ______________________________________________________ 72 Figura 4.28 - Estado de carga do sistema de armazenamento do Consumidor C1 para os cenários 4, 5 e 6 para o dia de maior radiação ______________________________ 72 Figura 4.29 - Estado de carga do sistema de armazenamento do Consumidor C1 para os cenários 4, 5 e 6 para o dia de menor radiação ______________________________ 73 Figura 4.30 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 74 Figura 4.31 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
xvi
Figura 4.35 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 77 Figura 4.36 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior produção ______ 78 Figura 4.37 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 78 Figura 4.38 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 80 Figura 4.39 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 80 Figura 4.40 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 81 Figura 4.41 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 81 Figura 4.42 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 7, 8 e 9 para o dia de maior radiação _______________________________________________________ 83 Figura 4.43 - Diagramas do Consumidor C1 para os cenários 7, 8 e 9 para o dia de menor radiação ______________________________________________________ 84 Figura 4.44 - Estado de carga do sistema de armazenamento do Consumidor C1 para os cenários 7, 8 e 9 para o dia de maior radiação ______________________________ 84 Figura 4.45 - Estado de carga do sistema de armazenamento do Consumidor C1 para os cenários 7, 8 e 9 para o dia de menor radiação ______________________________ 85 Figura 4.46 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 85 Figura 4.47 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
radiação e hora de maior radiação _______________________________________ 86 Figura 4.48 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 86 Figura 4.49 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 87 Figura 4.50 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 89 Figura 4.51 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
xvii
Figura 4.52 - Perdas nas linhas da rede para o dia e hora de maior radiação_______ 90 Figura 4.53 - Perdas nas linhas da rede para o dia de menor radiação e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 90 Figura 4.54 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia e hora de maior radiação ____________________________________________________________ 92 Figura 4.55 - Perfis de tensão em cada barramento da rede para o dia de menor
xix
Lista de Tabelas
xx
xxi
Abreviaturas e Símbolos
Lista de Abreviaturas
BT Baixa Tensão
DGEG Direção Geral de Energia e Geologia
FED Fontes de Energia Distribuída
FER Fontes de Energia Renovável
GD Geração Distribuída
PV Fotovoltaico
RESP Rede Elétricas de Serviço Público
UE União Europeia
UPAC Unidade de Produção de Autoconsumo
Lista de Símbolos
, , Potência injetada na fase f, no barramento n, na iteração k, onde f= R,S,T
, , Potência injetada na fase f, no barramento j, na iteração k, onde f= R,S,T
, , Potência de carga na fase f, no barramento n, onde f= R,S,T
, , Potência produzida, na fase f, no barramento n, onde f= R,S,T
, , Potência de perdas na fase f, entre os barramentos n e j, na iteração k, onde f= R,S,T
,�, Potência de perdas no neutro, entre os barramentos n e j, na iteração k �, Tensão na fase f, no barramento n, na iteração k, onde f= R,S,T
xxii
��, Tensão no neutro, no barramento n, na iteração k
��, Tensão entre a fase f e o neutro, no barramento j, onde f= R,S,T
, Impedância da linha na fase f, entre os barramentos n e j, onde f= R,S,T
�, Impedância da linha no neutro entre os barramentos n e j � , Corrente na fase f, no barramento j, na iteração k, onde f= R,S,T
��, Corrente no neutro, no barramento j, na iteração k, onde f= R,S,T
_ , Potência produzida trifásica, no barramento j
, , Potência ativa injetada na fase f, no barramento j, onde f= R,S,T
, , Potência ativa injetada na fase g, no barramento j, onde g= ,
, Potência injetada, na fase α, no barramento j
, Potência injetada, na fase , no barramento j
, Potência injetada, na fase , no barramento j
, Potência total a compensar nas três fases, no barramento j
, Potência total a compensar nas fases e , no barramento j
, , Potência de compensação, na fase α, no barramento j
, , Potência de compensação, na fase , no barramento j
, , Potência de compensação, na fase , no barramento j
, , Potência reativa da carga na fase f, no barramento n, onde f= R,S,T
�, Potência reativa máxima disponível no inversor, no barramento n
xxiii
, Potência de compensação total, no barramento n
, Potência reativa da carga na fase α, no barramento n
, Potência reativa da carga na fase , no barramento n
, Potência reativa da carga na fase , no barramento n
, Potência total a compensar nas três fases, no barramento n
, Potência total a compensar nas fases e , no barramento n
, , Potência de compensação, na fase α, no barramento n
, , Potência de compensação, na fase , no barramento n
, , Potência de compensação, na fase , no barramento n Potência de carga no instante t
Perfil de consumo no instante t
� Energia consumida anual
Potência produzida no instante t
� Estado de carga do sistema de armazenamento no instante t
� ′ Estado de carga do sistema de armazenamento no instante anterior
� Capacidade total do sistema de armazenamento
Potência que entra/sai do sistema de armazenamento no instante t
�� _ , Energia excedente total do dia
�� _ �, Energia excedente armazenada do dia
� �, Estado de carga máximo previsto
xxiv
, Relação para controlo de carregamento do sistema de armazenamento Potência do consumidor visto do lado da rede no instante t
1
Capítulo 1
1. Introdução
A energia elétrica é uma das formas de energia mais usada em todo o mundo. Ela pode
ser gerada através de fontes renováveis (vento, sol, ondas do mar, biomassa,…) ou não renováveis (combustíveis fósseis, nucleares,…). Após a geração, a energia elétrica é levada para o consumidor através de uma rede de distribuição.
O crescimento populacional e o consequente aumento da procura por este tipo de
energia criaram pressão sobre os recursos finitos o que levou a que a questão energética
se tornasse um dos tópicos prioritários na agenda politica europeia. Por isso, atualmente
os recursos renováveis apresentam uma percentagem elevada na satisfação da procura
de energia.
Em 2009, foi lançado um plano estratégico onde foram definidos objetivos que dizem
respeito a várias áreas, sendo uma delas o clima/energia. Para esta área, de acordo com a
Diretiva 2009/28/EC do Parlamento Europeu e do Conselho de 23 de Abril, 2009,
pretende-se, até 2020:
- Reduzir em 20% os gases do efeito estufa;
- Pelo menos 20% do consumo final de energia da UE tenha origem em fontes
renováveis;
- Pelo menos 10% do consumo final de energia para os transportes da UE provenha de
fontes renováveis;
- Aumentar a eficiência energética em 20% [1].
Devido a estas questões e a uma maior consciencialização por parte da comunidade,
houve um aumento de sistemas de geração descentralizados (ou distribuídos), GD, no
qual os sistemas de produção fotovoltaica desempenham um papel de elevada
importância. Estes sistemas descentralizados, uma vez integrados na rede poderão
alterar o seu funcionamento. Fluxo de potência bidirecional, flutuações nos perfis de
2
prejudicar o funcionamento do sistema elétrico se não forem tomadas as devidas
precauções. Sendo assim, torna-se necessário analisar o impacto que estes sistemas têm
sobre a rede elétrica, de forma a adotar medidas que permitem garantir os requisitos
definidos na legislação, assim como, otimizar todo o sistema sob o ponto de vista de
uma melhor gestão dos recursos e minimização das perdas.
Com o acréscimo do número dos sistemas de GD, torna-se necessário que estes sejam
geridos de uma forma eficiente. E tal é possível, se a rede for inteligente (Smart Grid)
[2]. Neste contexto, a utilização de serviços auxiliares será essencial de modo a atingir
esses objetivos. Estes serviços possuem várias funções que vão desde o suporte da
potência reativa até à regulação da frequência.
1.1. Motivação e Objetivos
Esta dissertação tem como objetivo estudar o comportamento de uma rede elétrica de
baixa tensão, BT, onde todos os consumidores possuem sistemas de GD. Essa análise
consiste em determinar os perfis de tensão em cada barramento e as perdas em cada
linha, ao longo do dia, partindo dos diagramas de consumo e de produção de cada
consumidor. Dado que os sistemas de produção poderão ser utilizados para serviços
auxiliares, será também abordado o impacto desses serviços neste tipo de redes. Tendo
em consideração a otimização da rede de energia elétrica, será também abordado o
impacto que os sistemas de armazenamento poderão ter num contexto de uma rede com
geração distribuída. Para este estudo será desenvolvido um programa para o cálculo das
potências transitadas numa rede de baixa tensão em desequilíbrio. A simulação de um
caso de estudo irá abordar diversos regimes de funcionamento, tais como, geração sem
armazenamento, com armazenamento sem previsão de carga/descarga e com
armazenamento com previsão de carga/descarga. Dentro de cada uma destas situações,
serão também abordados os seguintes três casos: apenas com geração, com geração e
compensação do equilíbrio das cargas e com geração com cargas equilibradas e
compensação da energia reativa. Os diversos casos irão ser analisados para os dias de
3
1.2. Organização da Dissertação
O presente trabalho encontra-se dividido em cinco partes estando este organizado da
seguinte forma:
- No capítulo 1 é feita uma introdução e são apresentados os seus objetivos;
- No capítulo 2 é apresentado um enquadramento da dissertação onde se descreve a
evolução das energias renováveis em Portugal, dando especial destaque à energia
fotovoltaica. São também abordadas as redes inteligentes e os serviços auxiliares e a sua
importância para uma rede com geração descentralizada;
- No capítulo 3 é descrito o algoritmo para o cálculo do trânsito de potência numa rede
de baixa tensão desequilibrada, apresentando os algoritmos para a integração dos
sistemas fotovoltaicos com suporte de serviços auxiliares e com armazenamento;
- No capítulo 4 a rede em estudo é caracterizada e são definidos os cenários e
apresentados os resultados das simulações;
- No capítulo 5 são apresentadas as conclusões finais sobre o trabalho realizado, sendo
5
Capítulo 2
2. Contextualização
2.1. Introdução
Neste capítulo é efetuado um enquadramento da dissertação onde são apresentados os
objetivos da Diretiva 2009/28/EC para Portugal e as potencialidades que a produção
fotovoltaica tem no país. Neste contexto, também serão abordadas as tecnologias de
armazenamento e o seu impacto, assim como das referidas redes inteligentes ou Smart
Grids.
2.2. Evolução das Energias Renováveis em Portugal
A diminuição das reservas conhecidas de combustíveis fósseis e a necessidade de
recorrer a formas de energia mais limpas tem levado a uma mudança de paradigma dos
sistemas de energia elétrica ao longo dos últimos anos. Com a elevada dependência das
fontes primárias de origem fóssil, o Governo português antecipou-se à advertência da
União Europeia na diretiva das renováveis de 2001 e promoveu incentivos à produção
de energias renováveis para além da hídrica. Estes incentivos levaram a um aumento
significativo do número de instalações de parques eólicos, tendo havido também um
acréscimo da potência instalada nos outros tipos de energia como a solar e a biomassa
[3].
Atualmente estas medidas têm como fim o cumprimento das metas definidas pelo
Parlamento Europeu na Diretiva 2009/28/EC. Segundo o artigo 3.º da diretiva, Portugal
tem como objetivo uma quota de energia proveniente de fontes renováveis no consumo
6
Figura 2.1 - Contributo das Fontes de Energia Renovável, FER, no consumo final bruto de energia [4]
Segundo dados fornecidos pela Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG) em
novembro de 2015, Portugal possuía uma potência instalada renovável de 12 204 MW
que contribuíram para 51,9% da produção total de energia elétrica, de acordo com a
metodologia da diretiva 2009/28/CE [4].
7
Figura 2.2 - Potência Instalada Renovável [4]
Relativamente à produção de energia a partir de sistemas fotovoltaicos, no final do ano
2015, correspondeu a cerca de 3% da energia renovável total produzida (Tabela 2.1) e
3,7% da potência instalada renovável total, sendo a que mais cresceu em termos
relativos às outras tecnologias (Figura 2.2).
2.2.1. Energia Fotovoltaica
A radiação solar é um dos recursos mais abundantes no planeta e a sua conversão em
energia elétrica é um processo simples. Isto levou a que depressa se compreendesse o
seu potencial.
Atualmente, os sistemas fotovoltaicos, PV, podem ser encontrados em diversos lugares,
como em grandes instalações para produção centralizada, integrados em edifícios ou até
mesmo em sistemas isolados em zonas rurais ou sem ligação à rede elétrica.
Portugal é um dos países da Europa com maior exposição à radiação solar (Figura 2.3),
pelo que existe um grande potencial para a produção de eletricidade a partir da energia
8
Figura 2.3 - Potencial para Produção Fotovoltaica na Europa [5]
Devido aos aumentos da eficiência dos sistemas PV e ao crescimento da sua procura, os
custos destes sistemas têm vindo a decair ao longo dos anos e prevê-se que continue a
decrescer nos próximos anos. De acordo com a previsão da Bloomberg New Energy
Finance, intitulada New Energy Outlook 2016 (NEO), é esperado que os custos de
geração fotovoltaica por MWh decaiam 60% até 2040, tornando-a uma das tecnologias
mais baratas para a produção de energia elétrica [6].
Devido à redução dos custos, aos incentivos do governo e à maior consciencialização da
comunidade face aos problemas ambientais, a potência instalada proveniente de fontes
de energia distribuída, FED, ou de micro e mini produções aumentou (Tabela 2.2). Os
sistemas PV são os que representam uma maior percentagem na produção total de
9
Tabela 2.2 - Evolução da Micro/Mini Potência Instalada em Portugal [4]
Em redes BT, os sistemas PV são os mais comuns devido aos incentivos fornecidos pelo
governo para implementação de sistemas de GD.
Com o Decreto-lei nº 153/ 2014 de 20 de Outubro surgiu um novo regime de produção
distribuída, no qual regulamenta a injeção da energia produzida na instalação de
consumo e, em situações onde há excesso de produção, na Rede Elétrica de Serviço
Público, RESP. Esse regime é denominado de regime de produção em autoconsumo
(Figura 2.4) [7].
10
Neste regime, a energia elétrica produzida é aplicada prioritariamente ao consumo da
instalação, sendo possível vender a energia excedente à RESP, tal como pode ser
observado na figura 2.5. Quando a produção não é suficiente para satisfazer o consumo,
a instalação é alimentada pela RESP.
Figura 2.5 - Diagrama de Consumo e Produção [8]
2.3. Armazenamento
Um dos maiores problemas num sistema PV são os períodos em que a produção não
coincide com os períodos de maior consumo. Existem várias soluções para esta situação
que consistem em alterar o perfil de consumo de forma a ajustar-se às necessidades da
rede e/ou ao perfil de produção. Estes ajustes passam por deslocar as cargas que
puderem ser deslocadas para os períodos de produção de modo a aumentar o consumo
nesses períodos. No entanto, este método não traz grandes benefícios para o consumidor
e implica que este altere os seus hábitos de consumo podendo provocar uma redução na
sua qualidade de vida [9].
Outra solução para o desencontro mencionado é adicionar um equipamento que permita
armazenar a energia produzida excedente para que esta possa ser utilizada nos
momentos em que a produção não é suficiente para satisfazer o consumo. O
armazenamento de energia elétrica é um processo de conversão de energia elétrica que
surge de uma fonte ou rede numa outra forma de energia (química, térmica, mecânica
11
por um tempo limitado e que depois é convertida novamente em energia elétrica quando
necessária [9].
Um sistema de armazenamento de energia elétrica apresenta várias características que
estão relacionadas com a capacidade elétrica, o comportamento de carregamento e
descarregamento, eficiência, tempo de vida, entre outros. No Capítulo 3 deste trabalho
serão abordados as características mais relevantes para o estudo em causa.
Este sistema desempenha um papel importante na integração de energias renováveis na
rede, uma vez que garante a satisfação do consumo fora dos períodos de pico de
produção.
Em [10] são abordadas várias tecnologias para armazenamento de energia elétrica tendo
em consideração os custos, eficiência, tempo de vida, aplicações entre outros. No
presente trabalho, são abordadas as baterias uma vez que são a tecnologia mais comum
num sistema PV.
As baterias são equipamentos eletroquímicos que armazenam a energia sob a forma
química e que apresentam uma resposta rápida, custos baixos para as tecnologias mais
maduras e podem ser usadas em muitas aplicações. Existem vários tipos de baterias
como Ácido-Chumbo, Níquel-Hidreto Metálico ou Ião Lítio.
Para tornar o sistema mais fiável e para aumentar o tempo de vida útil das baterias, a
utilização de um regulador de carga torna-se imperativo. Atualmente, um regulador de
carga possui várias funcionalidades como otimizar a carga/descarga da bateria, proteger
contra sobrecargas e profundas descargas e informar o estado da carga.
2.4. Redes Inteligentes e Serviços Auxiliares
2.4.1. Geração Descentralizada
A capacidade de produção de eletricidade quer junto ao consumidor final quer com
integração na RESP contribui para o grande potencial que os sistemas de GD
12
Este tipo de geração tem sido utilizada especialmente em locais onde os sistemas de
geração centralizada são difíceis de serem implementados e/ou onde existem problemas
nos sistemas de transmissão. No entanto, com o desenvolvimento e redução de custos da
tecnologia associada à produção de energias de reduzida potência, a geração
descentralizada passou a apresentar outras vantagens como a redução dos custos
associados ao transporte e distribuição de energia, uma vez que esses sistemas estão
próximas do local de consumo. Sendo assim, e também devido aos incentivos
fornecidos pelo governo, o número de sistemas de GD tem aumentado ao longo dos
últimos anos.
Contudo, estes sistemas trazem consequências negativas para a RESP. Um dos
problemas da integração desta tecnologia é o fluxo de potência bidirecional em redes de
distribuição. Originalmente, a rede foi projetada para operar com um fluxo de potência
unidirecional, e os sistemas de distribuição são controlados partindo do pressuposto de
que os fluxos de energia são unidirecionais, indo de montante (onde se encontram as
grandes centrais de produção) para jusante (onde se encontram as cargas). No entanto, a
inclusão de sistemas de GD na rede pode provocar problemas no funcionamento das
proteções, caso estas não estejam preparadas para este tipo de situações [2].
Como o controlo da regulação de tensão é baseado em fluxos de energia, quando os
sistemas de GD se encontram em sobreprodução ou mal posicionadas, estas podem criar
flutuações na tensão da rede provocando alterações nos perfis de tensão. Caso haja um
grande número destes sistemas distribuídos numa determinada linha, a diferença no
fluxo de potência entre linhas da rede de distribuição aumenta, resultando em desvios
consideráveis nos perfis de tensão. Para além disso, essa concentração provoca um
aumento na potência ativa gerada levando a um acréscimo na tensão, podendo exceder
13
Figura 2.6 - Tensão ao longo da rede [12]
Em casos em que os sistemas descentralizados dependem de condições naturais (energia
eólica e energia solar, por exemplo), que são fontes intermitentes de energia, a tensão
nas linhas é suscetível a sofrer flutuações, uma vez que essas intermitências provocam
alterações na saída do sistema de geração [2].
2.4.2. Importância das redes inteligentes
Com o aumento do consumo, a rede tem-se tornado num sistema cada vez menos
eficiente que não é apropriado para sistemas de GD e que pode não conseguir satisfazer
as necessidades no futuro. Existe então a necessidade de redesenhar a rede de modo a
resolver estes problemas e a integrar diversas funcionalidades (monitorização da rede,
gestão do consumo energético de uma residência, integração de sistemas de geração
descentralizada, etc.) num único sistema inteligente.
No entanto, a rede atualmente não se encontra preparada para exercer estas funções.
Sendo assim, uma rede mais inteligente e que tenha a possibilidade de integrar
tecnologias de informação com energias renováveis é necessária. Esta rede é designada
por Smart Grid.
Uma Smart Grid permite fornecer informações em tempo real de forma a controlar toda
14
consumo, na produção, nos custos e nas emissões de modo a que o resultado final seja
uma rede estável e segura [13, 14].
Uma Smart Grid permite então uma operação da rede elétrica mais eficiente e uma
redução dos custos operacionais. Contudo, o benefício mais importante, e que é
abordado neste trabalho, é a integração de um elevado número de FED na rede de
energia elétrica.
Esta tecnologia possui um papel muito importante nos sistemas de produção de energia
elétrica. As FED, como a solar e a eólica, dependem de uma fonte que está
constantemente a variar, originando flutuações na tensão. A Smart Grid permite
resolver este problema informando, por exemplo, os operadores do sistema elétrico
sobre eventuais carências na produção através de previsões do clima e da monitorização
da produção e do consumo [14]. De facto, a previsão solar é atualmente utilizada nas
grandes centrais fotovoltaicas e é esperado que, com o aumento do número de sistemas
de GD integrados na rede, esta previsão comece a ser aplicada também nestes sistemas
[13]. No entanto, para que a rede seja eficiente e para que estas funcionalidades sejam
possíveis, são necessários dispositivos inteligentes que permitem uma comunicação e
coordenação entre os diversos elementos do sistema [12].
2.4.3. Serviços Auxiliares
De forma a cumprir com os objetivos ambientais de médio e longo prazo, o número de
sistemas de GD tem crescido significativamente. Contudo, a elevada penetração das
FED tem dado origem a diversos desafios para os operadores do sistema,
nomeadamente quanto às suas variações [15].
De acordo com a Eurelectric, serviços auxiliares são todos os serviços requeridos pelo
operador do sistema de transmissão e distribuição da rede de energia elétrica, de modo a
manter a integridade e estabilidade deste sistema, assim como a sua qualidade de
serviço [16]. De forma a substituir as grandes centrais de produção, os sistemas de GD e
de armazenamento de energia deverão possuir capacidades de fornecer estes serviços.
Quando estes sistemas se encontram ligados à rede elétrica por interfaces de eletrónica
15
da rede, como por exemplo, suporte com energia reativa, seguimento de carga, alteração
do diagrama de carga, qualidade de energia, etc. Assim, através do conversor eletrónico
e de algoritmos de controlo associado a esse conversor, os sistemas de geração e de
armazenamento de energia poderão coordenar a sua operação de modo a providenciar
benefícios significantes para a RESP.
Geralmente os conversores eletrónicos de potência são desenhados para obter a máxima
energia solar e transmiti-la para a rede, não fornecendo assim serviços auxiliares [17].
Como este tipo de energia apresenta uma característica intermitente, quando a sua
penetração é reduzida, não existem impactos negativos na rede. No entanto, quando esta
penetração é muito elevada poderá desestabilizar seriamente a rede [11]. Tendo em
consideração este fator e no apoio que estes sistemas poderão dar às redes de energia
elétrica, alguns trabalhos têm sido desenvolvidos no sentido de os dotar de capacidade
de fornecer serviços auxiliares. Neste contexto e das Smart Grids, estes conversores têm
sido designados de inversores inteligentes (Smart Inverter) [12].
Uma das áreas de investigação relativa aos serviços auxiliares que os sistemas PV
poderão fornecer à rede de energia elétrica é a compensação da energia reativa. Para a
implementação destes serviços, é de grande importância considerar que os sistemas PV
se encontram integrados numa Smart Grid [18]. De modo a evitar o
sobredimensionamento dos conversores de potência e o aumento de custos, o sistema de
controlo tem em consideração a potência aparente do conversor sendo esta igual à
potência nominal dos painéis fotovoltaicos. Assim, apenas quando os painéis não
estiverem a gerar a sua potência máxima é que será possível o sistema fornecer o
referido serviço auxiliar [18, 19, 20, 21].
Um dos problemas que atualmente existe nas redes de energia elétrica é a existência de
harmónicas de corrente. Assim, para atenuar este problema, também foram efetuados
trabalhos onde se verifica a possibilidade dos conversores que interligam o sistema PV à
rede de terem um modo de funcionamento paralelo como filtro ativo de linha [22, 23,
24]. Desta froma, será possível atenuar estas harmónicas, permitindo diminuir as perdas
do sistema e melhorar a qualidade da forma de onda da tensão.
Uma terceira área de investigação associada ao fornecimento de serviços auxiliares por
16
dos desequilíbrios de cargas. Neste contexto, nos últimos anos, alguns trabalhos foram
apresentados, no qual os conversores trifásicos injetam uma corrente na rede que poderá
ser equilibrada ou não, de acordo com a corrente de carga [25, 26]. Para providenciar
este tipo de serviço, em vez do inversor trifásico com três braços, será necessário
utilizar um inversor de quatro braços para acesso a uma ligação ao condutor de neutro.
Assim, a corrente injetada pelo conversor do sistema PV será maior no condutor com
maior carga e menor nos outros de modo a que a associação do inversor com a carga
17
Capítulo 3
3. Estratégias para a Integração
de Sistemas PV e
Armazenamento com Suporte de
Serviços Auxiliares
3.1. Introdução
Neste capítulo são apresentados os modelos e algoritmos para a otimização do fluxo de
potência numa rede BT com FED, nomeadamente sistemas PV com armazenamento.
Neste âmbito apresenta-se uma metodologia para o cálculo do trânsito de potência numa
rede de distribuição com neutro. Serão também apresentados algoritmos para otimizar o
funcionamento destas redes de baixa tensão tendo em consideração a integração da GD
com armazenamento. Assim, serão abordados a compensação do desequilíbrio de fases,
a compensação da potência reativa e o perfil de carga e descarga dos sistemas de
armazenamento.
A tabela seguinte apresenta uma descrição dos índices utilizados.
Tabela 3.1 - Descrição dos índices utilizados nas equações
Índice Descrição
carg Carga dos consumidores
pv Potência produzida a partir dos painéis fotovoltaicos bat Potência que entra/sai do sistema de armazenamento prod Potência que entra no inversor e que corresponde à
junção da potência fotovoltaica e da bateria
rede Potência que o consumidor está a consumir/injetar na rede
f R, S, T
σ Neutro
n Barramento atual
j Barramento a jusante do atual
18
inj Corresponde à potência injetada no barramento proveniente da rede a montante
perd Perdas de potência ou energia em determinada linha pv_tri Potência trifásica que entra no inversor
α Fase com menor consumo/menor potência injetada negativa
Fase com segundo menor consumo
Fase com maior consumo/maior potência injetada negativa
g Fases com maior consumo ( e ) cp Potência que tem de ser compensada
comp Potência que vai ser injetada em cada fase para compensar
c Potência reativa da carga do consumidor max Maior valor que a variável toma
inv Potência relativa ao inversor exc_total Energia excedente total
exc_armz Energia excedente que é armazenada consumo Perfil de consumo da ERSE
3.2. Integração de Sistemas PV e Armazenamento
com Suporte de Serviços Auxiliares
A penetração dos sistemas de GD em redes de baixa tensão está em constante
crescimento [27, 28]. No entanto, isto dá origem a sistemas distribuídos vulneráveis que
colocam problemas e desafios aos operadores do sistema de distribuição. Um exemplo
desses problemas é o aparecimento de sobretensões nas linhas de distribuição,
sobretudo quando a penetração dos sistemas PV é muito elevada [12]. De facto, estudos
recentes revelam que a natureza intermitente das fontes solares e o desequilíbrio entre a
potência injetada por estas fontes e a carga têm provocado aumentos da tensão [12, 29,
30]. A limitação da potência injetada pelos PV ou a redução da sua penetração são
possibilidades que permitem atenuar este problema. Contudo, estas soluções não vão de
19
Tal como foi referido no capítulo anterior, os conversores de potência dos sistemas
fotovoltaicos poderão ser desenhados de modo a fornecer serviços auxiliares à rede
elétrica. Normalmente, um sistema PV trifásico transfere a potência ativa produzida
para a rede de uma forma equilibrada através do uso de inversores trifásicos de três
braços. No entanto, esta topologia não permite compensar os desequilíbrios na rede
resultantes de cargas trifásicas desequilibradas e da existência de consumidores
monofásicos. A solução para este problema reside na utilização de inversores trifásicos
de quatro braços (Figura 3.1). Estes inversores, quando associados a sistemas de
controlo adequado, poderão possuir funções avançadas que permitem auxiliar a rede
(serviços auxiliares). Por outro lado, é de particular interesse a sua integração nos
sistemas PV com o armazenamento (Figura 3.1) de modo a otimizar a operação dos
sistemas de energia, assim como, otimizar os benefícios obtidos pela presença de
ambos. De facto, é usual verificar-se que o diagrama de geração PV é diferente do
diagrama de carga.
Figura 3.1 - Sistema Fotovoltaico com armazenamento e com inversor de quatro braços
Nas redes trifásicas, as tensões em cada fase podem tomar valores diferentes num
mesmo local. Isto deve-se ao facto de as cargas não se encontrarem igualmente
distribuídas pelas fases. Como consequência, os perfis de tensão nas fases são diferentes
20
redes de baixa tensão, nomeadamente de características monofásicas tem vindo a
agravar este problema. De facto, o aumento não controlado deste tipo de geração poderá
ter um impacto negativo na operação da rede [31]. Em muitos casos, existe uma
inversão do fluxo de potência perturbando a operação destas redes que tradicionalmente
foram construídas considerando o fluxo unidirecional de potência. A inversão do fluxo
de potência pode causar sobrecargas e violação das normas de qualidade de energia, tal
como sobretensões acima dos valores regulamentados [32, 33]. Neste contexto
propõem-se estratégias associadas aos sistemas PV trifásico que irão fornecer uma
potência ativa de acordo com as necessidades da rede. Assim, na situação de
desequilíbrios da rede, a potência ativa a injetar será maior na fase que apresente um
maior consumo. Esta estratégia também terá em consideração o sistema de
armazenamento incorporado com o sistema PV, permitindo deste modo, otimizar a rede
mesmo em períodos de não produção de energia solar.
Tal como referido, os inversores dos sistemas PV são desenhados para apenas injetar a
potência ativa que é disponibilizada pelo painel solar. No entanto, recentemente,
iniciou-se o estudo pela utilização de sistemas PV que também possibilitem a troca de
potência reativa. Ao absorver ou injetar potência reativa, o sistema também irá regular a
tensão melhorando assim a estabilidade da rede. Neste trabalho, propõe-se uma
estratégia para o controlo da injeção/absorção de potência reativa tendo em
consideração toda a rede de baixa tensão onde o sistema PV se encontra integrado. No
entanto, de forma a evitar o aumento do custo destes sistemas, a potência reativa
absorvida/injetada pelo conversor de potência deve ter em consideração a potência ativa
gerada pelo painel solar. Deste modo, os algoritmos propostos irão limitar a potência a
injetar/absorver de acordo com a seguinte expressão:
� = √ − ∑
(3.1)
Onde:
�– Potência reativa máxima disponível no inversor [kvar]
– Potência aparente do inversor [kVA]
21
Isto significa que, quando o painel solar se encontra na sua máxima potência, a potência
reativa disponível do conversor eletrónico é zero. O limite da potência reativa aumenta
com a diminuição da energia ativa fornecida pelo painel solar. A potência reativa
máxima disponível ocorre quando a energia ativa fornecida pelo painel é nula.
De referir que os algoritmos propostos irão definir para cada sistema PV uma potência
reativa que permita otimizar a rede sob o ponto de vista dos perfis de tensão e
minimização de perdas. Estes algoritmos também terão em consideração que toda a
energia gerada pelo painel será aproveitada para armazenamento e/ou injetada na rede.
Um dos algoritmos irá entrar em consideração com a previsão de carga diária de modo a
obter-se uma maior otimização dos fluxos de potência na rede elétrica.
3.3. Algoritmo para análise do trânsito de potências
Nos últimos anos, o trânsito de potências numa rede de distribuição com cargas
desequilibradas tem sido um assunto muito estudado. Em [34] é apresentado o modelo
Forward-Backward Sweep (FBS) que permite explorar os impactos dos sistemas de
geração descentralizada numa rede de distribuição trifásica e desequilibrada. Em [35] é
apresentado o método da soma de potências para determinar o trânsito de potências em
redes BT radiais e trifásicas. O algoritmo apresentado neste trabalho tem como base o
modelo Backward-Forward Sweep (BFS) que é baseado no método da soma de
potências, mas modificado de forma a considerar nos cálculos o condutor de neutro
[36]. Deste modo, tal como apresentado na figura 3.2, o esquema de uma linha da rede
22
Figura 3.2 - Esquema de uma rede entre dois barramentos
Figura 3.3 - Esquema de um barramento
A figura 3.3 apresenta o esquema de um barramento n, onde estão representadas as
potências que transitam nesse barramento.
Este algoritmo considera inicialmente as correntes nas linhas de valor nulo e as tensões
equilibradas em todos os barramentos e iguais a um valor de referência (� ) no
barramento do transformador.
A potência injetada em cada barramento tem de ser igual à potência total que se
encontra a jusante desse barramento. Isto significa que, de acordo com as figuras 3.2 e
23
dos consumidores nessa fase e nesse barramento, ̅ , , , da potência produzida pelo sistema PV, ̅ , , , das perdas nas linhas entre o barramento n e j, ̅ , , e
̅ ,�, , e a potência injetada no barramento j, ̅ , , , numa qualquer fase f, R, S ou T. Sendo assim, as potências são calculadas a partir do último barramento, N, e
terminando no barramento do transformador. A equação 3.2 permite calcular as
potências aparentes em cada barramento.
̅ , , = ̅ , , − ̅ , , + ̅ , , + ̅ , , − ̅ ,�, (3.2)
Onde:
̅ , , – Potência no barramento n, na fase f e na iteração k [kVA]
̅ , , – Potência consumida no barramento n, na fase f [kVA]
̅ , , – Potência produzida no barramento n, na fase f [kVA]
̅ , , – Potência no barramento j, na fase f e na iteração k [kVA]
̅ , , – Potência de perdas entre os barramentos, na fase f e na iteração k [kVA]
̅ ,�, – Potência de perdas entre os barramentos, no neutro e na iteração k [kVA]
Depois de calculadas as potências em todos os barramentos, calcula-se as tensões. Ao
contrário das potências, os cálculos das tensões têm início no barramento do
transformador e são efetuados através das equações 3.3 e 3.4, respetivamente para uma
qualquer fase e para o neutro.
�̅, = �̅, − ̅ , ×
̅ −, ,
�̅,−
∗ (3.3)
Onde:
�̅, – Tensão no barramento j, na fase f e na iteração k [V]
�̅, – Tensão no barramento n, na fase f e na iteração k [V]
̅ , – Impedância da linha da fase fentre os barramentos [Ω]
̅ −, , – Potência injetada no barramento j, na fase f, na iteração k-1 [kVA]
�̅,− – Tensão no barramento j, na fase f e na iteração k-1 [V]
24 Onde:
�̅�, – Tensão no barramento j, no neutro e na iteração k [V]
�̅�, – Tensão no barramento n, no neutro e na iteração k [V]
̅
�, – Impedância da linha do neutro entre os barramentos [Ω]
�̅�,− – Corrente no barramento j, no neutro e na iteração k-1 [A]
A tensão entre a fase e o neutro, �̅�, , é calculada pela equação 3.5.
�̅�, = �̅, − �̅�, (3.5)
Após a primeira iteração, as correntes nas fases e no neutro são calculadas através das
seguintes equações.
�̅, = ̅ , , �̅,
∗ (3.6)
�̅�, = ∑ �̅, (3.7)
Por fim são calculadas as perdas nas linhas a partir das equações 3.8 e 3.9.
As tensões são comparadas com as tensões da iteração anterior, e caso a diferença seja
maior que um determinado valor de tolerância, ∆�
,
então o processo iterativo repete-seaté esse valor ser alcançado.
Na figura 3.4 apresenta-se um fluxograma do algoritmo descrito para o cálculo do
trânsito de potências numa rede de distribuição com condutor neutro.
25
SIM NÃO
= −
Calcular potência no barramento:
̅ , , = ̅ , , − ̅ , , + ̅ , ,
+ ̅ , , − ̅ ,�,
FIM
SIM
Calcular tensão nas fases no
barramento: �̅, = �̅, − , × ̅−, , �̅,− ∗ = ? NÃO SIM
Calcular correntes no barramento:
�̅, = ̅ , , �̅, ∗ �̅�, = ∑ �̅, = +
Calcular perdas nas linhas:
̅ , , = (�̅, − �̅,) �̅, − �̅, , ∗ ̅ ,�, = (�̅�, − �̅�,) �̅�, − �̅�, �, ∗ = ? = + = +
NÃO �̅
, − �̅,− < ∆�̅ INICIO = = �, = � �, = =
26
3.4. Algoritmo para compensação do desequilíbrio
das fases
O algoritmo para a compensação do desequilíbrio das fases consiste em injetar a
potência ativa da GD nas fases com maior consumo. Para além de equilibrar as fases na
rede, este processo ajuda também na regulação da tensão.
O processo inicia com a verificação da existência de produção fotovoltaica trifásica no
último barramento, N. Em caso afirmativo, é determinada a potência que transita para o
barramento a jusante em cada fase, , , . Como se pretende compensar apenas a potência ativa, é determinada apenas a parte real dessa potência.
, , = [ �̅, × �̅, ̅− �̅,
, ]
(3.10)
Onde:
, , – Potência injetada no barramento j, na fase f [kW]
�, – Tensão no barramento j na fase f [V]
�, – Tensão no barramento n na fase f [V]
, – Impedância da linha da fase fentre os barramentos [Ω]
De seguida é determinada a menor potência injetada, cuja fase é designada por α, e
calculada a potência total a ser compensada nas três fases, , , .
, , = ���( , , ) (3.11)
Onde:
, , – Potência injetada, na fase α, no barramento j [kW]
, = ∑( , , − , , ) (3.12)
Onde:
27
O mesmo acontece para a segunda menor potência injetada, cuja fase é designada por .
Para esta potência é determinada a potência a ser compensada, , , que considera a fase e a fase com maior potência injetada, .
, , = ���( , ) (3.13)
Onde:
, , – Potência injetada, na fase , no barramento j [kW]
, = ∑( , , − , ) (3.14)
Onde:
, – Potência total a compensar nas fases e , no barramento j [kW]
Depois é verificado se o sistema consegue compensar as três fases, ou seja, se a
produção trifásica, _ , , é maior ou igual que a potência total a compensar, , . Se sim, então é calculada a diferença entre estas duas potências, que depois é distribuída
pelas três fases de forma a compensar o desequilíbrio.
= _ , − , (3.15)
Onde:
– Diferença entre a produção trifásica e a potência total a compensar [kW] _ , – Produção trifásica no barramento j [kW]
, , = , , − , , + (3.16)
, , = , , − , , + (3.17)
, , = , , − , , + (3.18)
Onde:
28
Caso o sistema não consiga compensar as três fases, então é verificado se é possível
compensar as duas fases com maior potência injetada, e . Em caso afirmativo, é
calculada a diferença entre _ , e , , que depois é distribuída pelas fases e , e a fase com menor potência não é compensada, ou seja, a potência de compensação,
, , , é igual a zero.
= _ , − , (3.19)
Onde:
– Diferença entre a produção trifásica e a potência total a compensar nas fases e [kW]
, , = , , − , , + (3.20)
, , = , , − , , + (3.21)
, , = (3.22)
Caso o sistema não consiga compensar o equilíbrio, então:
, , = _ , (3.23)
, , = (3.24)
, , = (3.25)
Este processo repete-se para todos os barramentos até ao barramento do transformador.
Na figura 3.5 apresenta-se um fluxograma do algoritmo para o cálculo das potências a
injetar pela GD tendo em consideração uma rede de distribuição com desequilíbrio de
29 SIM SIM INICIO = = − _ , ≠ 0? = − = −
Determinar os fluxos
de potência da rede
NÃO
SIM
Calcular a potência injetada no
nó em cada fase:
, , = [� ̅,
× �̅,̅−�̅,
, ]
Determinar a menor
potência injetada:
, = ��� , ,
Determinar a 2ª menor
potência injetada:
, = ��� , ,
Calcular a potência total a
compensar:
, = ∑( , , − ,)
Calcular a 2ª potência total
a compensar:
, = ∑( , , − ,)
_ , ≥ ,?
Calcular a diferença entre a
produção trifásica e a potência
a compensar:
= _ , − ,
Calcular a potência a
compensar em cada fase:
, , = , , − , , + , , = , , − , , + , , = , , − , , +
NÃO
SIM
Calcular a diferença entre a
produção trifásica e a 2ª
potência a compensar:
= _ , − ,
Calcular a potência a
compensar em cada fase:
, , = , , − , , + , , = , , − , , +
NÃO
Para a fase com maior potência
injetada:
, , = _ ,
= ?
FIM
NÃO
Para a fase com menor
potência injetada:
, , =
Para as fases com menor
potência injetada: , , = , , = _ , ≥ ,? = − = −
30
3.5. Algoritmo para compensação da potência
reativa
À semelhança da proposta anterior, nesta secção é apresentado um algoritmo para a
compensação da potência reativa das cargas tendo em consideração a capacidade que os
conversores de potência da GD têm para injetar esse tipo de potência. O algoritmo tem
início no barramento do transformador e termina no último barramento da rede.
Inicialmente é calculada a potência reativa da carga em cada fase, , , .
, , = ̅, , (3.26)
Onde:
, , – Potência reativa da carga na fase f, no barramento n [kvar] , , – Potência de carga na fase f, no barramento n [kVA]
No entanto, a potência reativa dos conversores deverá ter em consideração a potência
aparente nominal dos conversores de potência associados à GD. Deste modo, para o
cálculo da potência reativa disponível para a compensação, �, , é necessário entrar
em consideração com a potência nominal do inversor, , , e com a potência injetada
pelo inversor, , :
�, = √ , − ( , , + , , + , , )
(3.27)
Onde:
�, – Potência reativa máxima disponível no inversor [kvar] , – Potência aparente do inversor [kVA]
Depois são determinadas as menores potências de carga, , e , , cujas fases são, α e , e as potências totais a compensar, , e , , considerando as três fases, e as duas fases com maior potência de carga, e , respetivamente.
31 Onde:
, – Potência reativa da carga na fase α, no barramento n [kvar]
, = ∑(| , , | − , ) (3.29)
Onde:
, – Potência total a compensar nas três fases, no barramento n [kvar]
, = ���(| , , |) (3.30)
Onde:
, – Potência reativa da carga na fase , no barramento n [kvar]
, = ∑(| , , | − , ) (3.31)
Onde:
, – Potência total a compensar nas fases e , no barramento n [kvar] , , – Potência reativa da carga nas fases e , no barramento n [kvar]
De seguida é calculada a diferença entre a potência reativa máxima e a potência total a
compensar, Qcp.
= �, − , (3.32)
Onde:
– Diferença entre a potência reativa disponível no inversor e a potência total a compensar [kvar]
Se a potência reativa disponível no inversor, �, , for maior ou igual à potência
reativa a compensar, , , e se a diferença entre estas duas variáveis for maior ou igual ao triplo da menor potência de carga, então o sistema consegue anular a parte
reativa da carga.
, , = − ( , , ) × × (| , , | − , ) − , , ×
× ,
32
, , = − ( , , ) × × (| , , | − , ) − , , ×
× ,
(3.34)
, , = − ( , , ) × × (| ,, , | − , ) − , , ×
× ,
(3.35)
Onde:
, , – Potência de compensação, na fase α, no barramento n [kvar] , , – Potência de compensação, na fase , no barramento n [kvar] , , –Potência de compensação, na fase , no barramento n [kvar]
Caso esta última comparação não se verifique, então o sistema não consegue anular a
parte reativa, mas consegue equilibra-las pelo que irá distribuir a diferença pelas três
fases de acordo com:
, , = − ( , , ) × × (| , , | − , ) − , , ×
×
(3.36)
, , = − ( , , ) × × (| , , | − , ) − , , ×
×
(3.37)
, , = − ( , , ) × × (| ,, , | − , ) − , , ×
×
(3.38)
Se a potência reativa disponível for inferior à menor potência de carga, então é porque o
sistema não consegue equilibrar as três fases. Sendo assim, é verificado se a potência
reativa máxima do inversor é suficiente para compensar as fases e . Em caso
33
= �, − , (3.39)
, , = − ( , , ) × × (| , , | − , ) − , , ××
×
(3.40)
, , = − ( , , ) × × (| ,, , | − , ) − , , ×
×
(3.41)
, , = (3.42)
Se o sistema não conseguir compensar as duas fases, então toda a potência reativa
máxima do inversor serve para compensar a fase . A potência de compensação das
restantes fases é igual a zero.
, , = − ( , , ) × × �, (3.43)
, , = (3.44)
, , = (3.45)
Este processo repete-se para todos os barramentos para jusante até ao último
barramento.
Na figura 3.6 apresenta-se um fluxograma do algoritmo para o cálculo das potências
![Figura 2.1 - Contributo das Fontes de Energia Renovável, FER, no consumo final bruto de energia [4]](https://thumb-eu.123doks.com/thumbv2/123dok_br/18774189.406198/30.892.170.722.86.309/figura-contributo-fontes-energia-renovável-consumo-final-energia.webp)
